INSTITUTO TECNOLOGICO DE TUXTLA GUTIERREZ

CHIAPAS

ING. ELECTRICA

REPORTE DE RESIDENCIA PROFECIONAL

CALCULO DE APERTURAS DE LAS LINEAS, TGU73990 SAB. PARA LA INSERCION DE LA SUBESTACION MATUMATZA

ASESOR INTERNO

ING. ARIOSTO MANDUJANO CABRERA

ASESOR EXTERNO

ING. CESAR ANTONIO SANCHEZ VELASCO

ALUMNO

EMIGDIO SANTIAGO RIOS

9° SEMESTRE

TUXTLA GURIERREZ CHIAPAS

30/JUN/2016

2

Contenido pagina

1. Introducción………………………………………………………………….4

1.1 Antecedentes…………………………………………………………...….4

1.2Estado del Arte……………………………………………………………..4

1.3Justificación……………………………………………………………...…5

1.4 Objetivo……………………………………………………………….........6

1.5 Metodología……………………………………………………………..…6

2. Fundamento teórico………………………………………………………...7

2.1Líneas de Transmisión (SAB 73990 TGU)………………………………7

2.2 Protecciones de líneas……………………………………………........10

2.3subestación (matumatza)………………………………………………..16

2.4protecciones mecánicas (Relevadores)………………………………..22

2.4.1definiciones particulares…………………………………………….…22

2.4.2 Formulas para la obtención de curvas tiempo-corriente de algunos

fabricantes de relevadores…………………………………………………..23

2.4.3 Conexiones……………………………………………………………..24

2.4.4 Pruebas…………………………………………………………………25

2.4.4.1 Pruebas de relevadores electromecánicos……………………….26

2.4.4.2Pruebas a relevadores estáticos………………………………….. 29

2.4.4.3Pruebas a relevadores microprocesador………………………….32

2.5 Alimentadores (Interruptores)…………………………………………..36

2.5.Resistencia de aislamiento……………………………………………39

2.5.2Recomendaciones para realizar pruebas……………………………39

3

Contenido pagina

2.5.3Conexiones para realizar pruebas……………………………………40

2.5.4 Interpretación de resultados para la evaluación de aislamiento…43

2.5.4.1 Factor de potencia de aislamiento…………………………………44

3. Desarrollo…………………………………………………………………..46

4.Resultados y conclusiones………………………………………………..64

5.Bibliografía…………………………………………………………….. …..69

6.ANEXO A………………………………………………………………..….70

6.1ANEXO B……………………………………………………………….…72

4

1. Introducción

1.1 Antecedentes

El desarrollo de los sistemas eléctricos, ha forzado el aumento de las

potencias transmitidas, de las líneas de transmisión, así como la formación de

sistemas anillados. Lo anterior significa que los sistemas de potencia se han vuelto

más complejos y difíciles de operar. Una exigencia en cualquier sistema de

potencia, es que éste, debe de operar satisfactoriamente, aún cuando parte del

sistema sea sometido a un disturbio.

La complejidad que se deriva de esta exigencia, hace necesario buscar

mecanismos eficaces, que garanticen la protección adecuada de los elementos del

sistema de transmisión, así como el costo del equipo protegido. La protección de

distancia se emplea en los sistemas de potencia para detectar los disturbios que

se presentan en las líneas de transmisión y subtransmisión.

Cuando estos elementos del sistema, son sometidos a fallas eléctricas o cualquier

otra condición anormal, el funcionamiento del sistema es gobernado por el

comportamiento de los relevadores de protección que están conectados al sistema

fallado. Uno de los problemas más comunes que se le presentan a los

especialistas en protecciones,

1.2 Estado del Arte

1.-Briceño, J.H. Facultad de Ingeniería, Universidad de Los Andes, Mérida, Venezuela, 1996. Cuantificación de los parámetros eléctricos de líneas de transmisión aéreos de potencia y los fenómenos electro-magnéticos asociados; Uso de los parámetros eléctricos de las líneas de transmisión aéreas de potencia para modelar el sistema. 2.- IEEE UCSA. La energía generada, ya sea hidroeléctrica o térmicamente, se transporta en grandes bloques a través de las Líneas de Transmisión, el nivel de voltajes de transmisión son generalmente considerados 110 KV y superiores. Voltajes Inferiores como 66 KV y 33 KV generalmente se consideran voltajes de subtransmisión, pero que se utiliza sobre largas líneas con cargas ligeras. Voltajes menos de 33 KV son generalmente utilizados para distribución.

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3.- José Luis Bernal Agustín. Su libro es: trabajos y maniobras en alta tensión, Esta obra tiene como objetivo principal mostrar las técnicas y los medios que deben emplearse, con el fin de realizar trabajos en instalaciones eléctricas de forma segura para evitar cualquier posible causa de accidente. Se ha elaborado para que resulte adecuado tanto para trabajadores que no poseen grandes conocimientos sobre temas eléctricos como para estudiantes o titulados técnicos. 4.- John J. Grainger, Análisis de sistema de potencia. Universidad estatal de carolina del norte. Su libro en la primera edición expone temas como el flujo de potencia, la estabilidad de los sistemas de potencia, y las líneas de transmisión. Así mismo la estimación de estado de sistema de potencia e incorpora los últimos avances en este campo, y el análisis de control del sistema revisa los factores económicos de pérdidas de líneas y factores de penalización. 5.- Luis A. Siegert C. 1989. Libro de Alta Tensión y Sistemas de Transmisión. Dada la importancia que tiene la transmisión de energía para Latinoamérica, se enfatiza el comportamiento reactivo de las líneas de trasmisión, su operación y la coordinación del aislamiento, lo que determina la inversión económica. Generación y distribución de la energía electica, sistemas de potencia, pararrayos; líneas de transmisión; maquinas sincrónicas; cortocircuito eléctrico, y otros temas. 6.- Comisión federal de electricidad (CFE). 2016,

Lo que aquí se propone como proyecto, es un sistema de protecciones en una

subestación eléctrica que permite operar de manera exacta y constante cuando se

lo requiera, para proteger los equipos de alta tensión y brindara un control de

ajuste para que no allá sobre cargar de corrientes cuando las líneas se sobre

carguen o se detecte una falla como una línea rota.

1.3 Justificación

Vale la pena hacer este proyecto, por los conocimientos que uno adquiere sobre los cálculos que se hacen para las operaciones de las líneas en caso de fallas de sobrecorriente, como operan cada zona.

1.4 Objetivo

Definir los criterios de ajuste para los esquemas normalizados de protección de líneas de Transmisión.

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1.5 Metodología; Diagrama a Bloques

Diagrama a bloques hardware

SAB. 73990,

TGU

PROT. LINEAS. T

MAA

72010

PROT. MEC

ALIMENTADORES

42010

CARGA

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2. Fundamento Teórico

2.1 Líneas de transmisión (sab 73990 tgu)

La red de transporte de energía eléctrica es la parte del sistema de suministro eléctrico constituida por los elementos necesarios para llevar hasta los puntos de consumo y a través de grandes distancias la energía eléctrica generada en las centrales eléctricas. Para ello, los niveles de energía eléctrica producidos deben ser transformados, elevándose su nivel de tensión.

Esto se hace considerando que para un determinado nivel de potencia a transmitir, al elevar la tensión se reduce la corriente que circulará, reduciéndose las pérdidas por Efecto Joule. Con este fin se emplazan subestaciones elevadoras en las cuales dicha transformación se efectúa empleando transformadores, o bien autotransformadores.

De esta manera, una red de transmisión emplea usualmente voltajes del orden de 220 KV y superiores, denominados alta tensión, de 400 o de 500 KV. Parte de la red de transporte de energía eléctrica son las llamadas líneas de transporte. Una línea de transporte de energía eléctrica o línea de alta tensión es básicamente el medio físico mediante el cual se realiza la transmisión de la energía eléctrica a grandes distancias.

Está constituida tanto por el elemento conductor, usualmente cables de acero, cobre o aluminio, como por sus elementos de soporte, las torres de alta tensión. Generalmente se dice que los conductores "tienen vida propia" debido a que están sujetos a tracciones causadas por la combinación de agentes como el viento, la temperatura del conductor, la temperatura del viento, etc.

Existen una gran variedad de torres de transmisión como son conocidas, entre ellas las más importantes y más usadas son las torres de amarre, usadas generalmente cuando es necesario dar un giro con un ángulo determinado para cruzar carreteras, evitar obstáculos, así como también cuando es necesario elevar la línea para subir un cerro o pasar por debajo/encima de una línea existente.

Existen también las llamadas torres de suspensión, las cuales no deben soportar peso alguno más que el del propio conductor. Este tipo de torres son usadas para llevar al conductor de un sitio a otro, tomando en cuenta que sea una línea recta, que no se encuentren cruces de líneas u obstáculos.

La capacidad de la línea de transmisión afecta al tamaño de estas estructuras principales. Por ejemplo, la estructura de la torre varía directamente según el voltaje

8

requerido y la capacidad de la línea. Las torres pueden ser postes simples de madera para las líneas de transmisión pequeñas hasta 46 kilovoltios (KV). Se emplean estructuras de postes de madera en forma de H, para las líneas de 69 a 231 KV. Se utilizan estructuras de acero independientes, de circuito simple, para las líneas de 161 KV o más. Es posible tener líneas de transmisión de hasta 1.000 KV.

Al estar estas formadas por estructuras hechas de perfiles de acero, como medio de sustentación del conductor se emplean aisladores de disco o aisladores poliméricos y herrajes para soportarlos.

Las líneas de transmisión pueden tener pocos, o cientos de kilómetros de longitud. El derecho de vía donde se construye la línea de transmisión puede variar de 20 a 500 metros de ancho, o más, dependiendo del tamaño de la línea, y el número de líneas de transmisión. Las líneas de transmisión son, principalmente, sistemas terrestres y pueden pasar sobre los humedales, arroyos, ríos y cerca de las orillas de los lagos, bahías, etc. Son técnicamente factibles, pero muy costosas, las líneas de transmisión subterráneas.

9

10

2.2 Protecciones de líneas

El esquema de protección de un sistema de transmisión está formado por una

Protección primaria y protecciones de respaldo. La protección primaria debe ser

de alta velocidad y es la que trata de aislar la mínima sección de la red ante la

falla; las protecciones de respaldo son de acción retardada (con un tiempo

suficiente para permitir que opere la primaria), es decir, debe operar sólo si falla la

protección primaria.

La protección de las líneas de transmisión está considerada como la más compleja

de las aplicaciones que tiene la protección eléctrica. Esto se debe al gran volumen

de información y factores que influyen en la definición de ajuste de los

relevadores. La variedad de configuraciones que pueden existir en la topología de

la red y los niveles de voltaje de los sistemas, influyen en la determinación del

esquema de protección

Los esquemas de protección que se emplean en las líneas de transmisión pueden

ser: la protección de sobrecorriente direccional (67F/67N), la protección de

distancia (21F/21N), la protección hilo piloto (85L), la protección diferencial del

línea (87L) y la protección híbrida (21 y onda superpuesta). La protección piloto se

emplea como una protección primaria, es decir, está diseñada para proveer en

forma instantánea el disparo simultáneo de las terminales de la línea fallada.

Este esquema de protección es usado en las situaciones siguientes: cuando se

requiere que un interruptor opere más rápido que el que se puede llevar a cabo

por la protección de distancia o sobrecorriente, cuando se usa el recierre de alta

velocidad o cuando no es posible coordinar adecuadamente la protección primaria

y respaldo de los relevadores de distancia o sobrecorriente.

El esquema de protección que se emplea en muchos sistemas para proteger las

líneas de transmisión de alto voltaje, es la protección de distancia, porque es el

tipo de protección que mejor detecta las fallas que se presentan dentro de su zona

de alcance. Así como la protección hilo piloto y actualmente para líneas cortas se

emplea la protección diferencial de línea.

11

Principio de operación de las protecciones de distancia

El principio de operación de la protección de distancia se muestra en la figura 2.1.

Se considera que el relevador está ubicado en el punto K y que sus bobinas

reciben las señales de VR, que es el voltaje proporcional al producido por la falla

VF y de la corriente de falla Ir, que es proporcional a la corriente IF.

La ecuación 2.1 representa la impedancia medida o "vista" por los relevadores de

distancia (ZR). Durante los cortocircuitos trifásicos la impedancia medida ZR

coincide con la impedancia de la sección de la línea comprendida entre el punto

de la ubicación del relevador y del cortocircuito, esto se cumple si no existen

contribuciones de corriente en la sección protegida por el relevador.

En un sistema radial, la relación de voltaje - corriente que mide un relevador de

distancia ante una falla, es proporcional a la distancia física que existe entre la

localización del relevador y el punto de falla. En un sistema anillado, no siempre se

cumple que la relación de voltaje – corriente proporcione la distancia física

aproximada al punto de falla.

Esta relación únicamente es válida cuando las fallas se presentan en la línea

donde se localiza el relevador o a un nodo de distancia en la dirección de

operación del relevador. Para todas aquellas fallas que se presenten en cualquier

otro punto del sistema, y que hagan operar al relevador, la relación voltaje -

corriente medida proporciona una distancia eléctrica que difiere de la distancia

física que existe entre el punto donde se localiza el relevador y la falla.

12

Esto se explica, debido a la contribución de corriente de otras líneas que inciden

en nodos ubicados entre el relevador y la falla; en estos casos la referencia del

punto donde ocurrió la falla, la proporciona la información de la zona donde operó

el relevador. El concepto de “alcance” o zona de protección de un relevador de

distancia está definida por la impedancia medida.

La figura 2.2 muestra la configuración de una red que provoca el efecto de fuente

intermedia (infeed), que se define como las aportaciones de corrientes de falla a

puntos intermedios entre la ubicación del relevador y el punto de falla, se calcula

como el cociente de la corriente que fluye por el elemento fallado y la corriente que

fluye por el relevador.

Fig.2.2 Impedancia que mide un relevador en presencia del efecto “infeed”.

Zonas de protección

La selección adecuada del alcance y los tiempos de disparo para las distintas

zonas de protección, permite una coordinación correcta entre los relevadores de

distancia en un sistema de potencia. La protección de distancia básica considera a

la zona 1 instantánea, direccional y una o más zonas con retraso. Los relevadores

a distancia digitales y numéricos pueden llegar a tener hasta 5 zonas, algunas

para medir en sentido opuesto.

13

Ajustes de la zona 1

Los relevadores electromecánicos/estáticos usualmente tienen un alcance hasta

de un 80% de la impedancia de la línea protegida, para la protección instantánea

de la zona 1. Para los relevadores de distancia numéricos el ajuste es hasta un

85%. Resultando un margen de seguridad del 15 al 20% para asegurar riesgos de

sobre alcance de la zona 1.

Debido a errores en los transformadores de corriente y de voltaje, la imprecisión

en la impedancia de la línea dados para el ajuste y errores del ajuste y medición

del relevador, de lo contrario podría causar una pérdida de selectividad con

operaciones rápidas, para fallas en líneas adyacentes al nodo remoto. La zona 2

de la protección de distancia debe cubrir el resto (15 a 20%) de la línea.

Ajustes de la zona para asegurar la cobertura total de la línea con tolerancia para

errores de fuente, descritas previamente, entonces el ajuste de la zona 2 debe

estar al menos el 120% de la impedancia de la línea protegida. En muchas

aplicaciones es una práctica común ajustar la zona 2 igual a la sección de la línea

protegida más un 50% de la línea de adyacente más corta.

Cuando esto es posible, se asegura que la efectividad máxima resultante del

alcance de la zona 2 no alcanzará más allá de la zona efectiva de la zona 1 que

protege la línea adyacente, esto evita la necesidad de incrementar el tiempo de

operación de la zona 2 entre el relevador aguas arriba y aguas abajo.

14

Ajustes de la zona 2

En relevadores electromecánicos y estáticos la zona 2 está provista, ya sea por

elementos separados y por una extensión de los elementos de la zona 1, después

de un retardo de tiempo que es inicializado por un detector de fallas. En general

en los relevadores numéricos, los elementos de la zona 2 son implementados en

software. El disparo de la zona 2 debe ser con un retardo de tiempo para asegurar

la coordinación con los relevadores primarios que protegen las líneas adyacentes.

Para completar la cobertura de una sección de línea, esta es realizada con una

liberación rápida de fallas presentadas en el primer tramo del 80-85% de la línea y

algo más lento para fallas en el resto de la línea o como respaldo para fallas que

se presentan al inicio de las líneas adyacentes al nodo remoto.

Ajustes de la zona 3

La protección de respaldo remota para todas las fallas en las líneas adyacentes al

nodo remoto está provista por la zona 3, con un retardo de tiempo para discriminar

con la protección de la zona involucrada, más el tiempo de apertura del interruptor

de la línea adyacente. La zona 3 deberá ser ajustada en al menos 1.2 veces la

impedancia presentada al relevador para un falla en el extremo remoto de las

líneas adyacentes.

En un sistema interconectado el efecto infeed de la corriente de falla en el nodo

remoto causará que la impedancia presentada al relevador sea mucho mayor que

la impedancia actual a la falla y debe ser tomado en cuenta cuando se ajusta la

zona 3. En algunos sistemas las variaciones de infeed en el nodo remoto pueden

inhibir la aplicación de la protección remota de la zona 3, sin embargo en sistemas

radiales con alimentación en un solo extremo estas dificultades no se presentan.

15

Fig.2.3 sistema de prueba para los ajustes de las zonas 1,2 y 3.

Ajuste de alcance hacia atrás y de otras zonas

Los relevadores digitales modernos o numéricos pueden tener zonas de alcance

adicionales que pueden ser utilizados para funciones de protección. Por ejemplo,

puede ser que las tres primeras zonas sean ajustadas como se mencionó arriba,

la zona 4 podría ser usada como protección de respaldo para el bus local,

mediante el alcance hacia atrás, con un ajuste del orden de 25% del alcance de la

zona 1.

Alternativamente, una de las zonas de protección hacia delante (típicamente la

zona 3) puede ser ajustado con un pequeño offset hacia atrás con respecto al

origen del plano complejo R/X, además de su configuración hacia delante. La

impedancia característica de offset es no direccional.

Una ventaja de una zona no direccional de medición de impedancia es su

capacidad de operar para una falla muy cercana o una falla de cero impedancia,

en situaciones donde no puede existir una señal de voltaje sano o no esté

disponible el voltaje de memoria, para permitir la operación de un relevador de

distancia direccional con la zona de offset. Cuando el retardo de tiempo es

sobrepasado, puede existir un caso de energización de línea con falla “„Switch-

onto- Fault”.

Esto es requerido cuando existen transformadores de voltaje en línea que

proporcionan el disparo rápido en eventos de energización accidental de la línea,

con las cuchillas de mantenimiento aterrizados en posición de enclavado. Las

zonas de impedancia adicionales pueden ser desplegadas como parte de un

16

esquema de protección de distancia, usadas en conjunto con un canal de

teleprotección.

2.3 subestación (matumatza)

Una subestación eléctrica es una instalación destinada a modificar y establecer

los niveles de tensión de una infraestructura eléctrica, para facilitar

la transmisión y distribución de la energía eléctrica. Su equipo principal es

el transformador. Normalmente está dividida en secciones, por lo general 3

principales, y las demás son derivadas.

Las secciones principales son las siguientes:

1. Sección de medición.

2. Sección para las cuchillas de paso.

3. Sección para el interruptor.

Las secciones derivadas normalmente llevan interruptores, depende de qué tipo,

hacia los transformadores.

Como norma general, se puede hablar de subestaciones eléctricas elevadoras,

situadas en las inmediaciones de las centrales generadoras de energía eléctrica,

cuya función es elevar el nivel de tensión, hasta 132, 220 o incluso 400 KV, antes

de entregar la energía a la red de transporte.

Las subestaciones eléctricas reductoras, reducen el nivel de tensión hasta valores

que oscilan, habitualmente entre 13,2, 15, 20, 45 ó 66 KV y entregan la energía a

la red de distribución. Posteriormente, los centros de transformación reducen los

niveles de tensión hasta valores comerciales (baja tensión) aptos para el consumo

doméstico e industrial, típicamente 400 V.

Existen dos razones técnicas que explican por qué el transporte y la distribución

en energía eléctrica se realizan a tensiones elevadas, y en consecuencia, por qué

son necesarias las subestaciones eléctricas:

17

Las pérdidas de potencia que se producen en un

conductor por el que circula una corriente eléctrica, debido al Efecto Joule,

son directamente proporcionales al valor de esta.

La potencia eléctrica transportada en una red es directamente proporcional al

valor de su tensión y al de su intensidad ().

Por tanto, cuanto mayor sea el valor de la tensión, menor deberá ser el de

intensidad para transmitir la misma potencia y, en consecuencia, menores serán

las pérdidas por efecto Joule.

Además de transformadores, las subestaciones eléctricas están dotadas de

elementos de maniobra (interruptores, seccionadores, etc.) y protección (fusibles,

interruptores automáticos, etc.) que desempeñan un papel fundamental en los

procesos de mantenimiento y operación de las redes de distribución y transporte.

18

Transformador de alta tensión usado en las subestaciones

19

Subestación matumatza

20

21

Transformador de matumatza

22

Relevadores

23

2.4 protecciones mecánicas (relevadores)

Este capítulo establece la metodología y criterios para efectuar el mantenimiento y

pruebas a los Esquemas de Protección de Sobrecorriente en Subestaciones de

Distribución.

Dependiendo del tipo, los relevadores de sobrecorriente pueden ser:

Electromecánicos

Estáticos

Microprocesados

La aplicación de estas pruebas funcionales, tiene como objetivo verificar las

condiciones reales de operación de los esquemas de protección por

sobrecorriente en líneas, circuitos de distribución, banco de capacitores y respaldo

de transformadores, de acuerdo a ciertos parámetros establecidos previamente.

Con las pruebas funcionales, debemos tener la capacidad de dictaminar si el

esquema de protección está en condiciones de seguir operando o es necesario su

reemplazo inmediato.

2.4. 1 Definiciones particulares

Relevador de Protección de Sobrecorriente de Tiempo (51)

Es un relevador con una característica de retraso, sea definido o inverso que

funciona cuando la corriente en un circuito de corriente alterna excede un valor

predeterminado.Este equipo opera por niveles de corriente sin importar la

dirección, de acuerdo a sus ajustes preestablecidos.

Relevador de Protección de Sobrecorriente Instantáneo (50)

Es un relevador con una característica sin retraso de tiempo que funciona cuando

la corriente en un circuito de corriente alterna excede un valor

predeterminado.Este equipo opera por niveles de corriente sin importar la

dirección, de acuerdo a sus ajustes preestablecidos.

0Tap de ajuste

Es el valor mínimo de corriente de operación de las unidades de sobrecorriente.

24

2.4.2 Formulas para la obtención de curvas tiempo-

corriente de algunos fabricantes de relevadores:

Ecuaciones de las curvas US (ANSI)

Tipo de Curva

SEL SIEMENS ABB

Mod. Inversa

tp= TD•(0.0226 + 0.0104/(M0.02 – 1))

Tp=TD•(.0228+.0103/(M0.02-1))

Inversa tp= TD•(0.180 + 5.95/(M2 – 1))

tp= TD•(0.17966 + 8.9341/(M2.0938 – 1))

tp= TD•(0.0185 + 0.0086/(M0.02 – 1))

Muy Inversa

tp= TD•(0.0963 + 3.88/(M2 – 1))

Tp= TD•(0.0982 + 3.922/(M2 – 1))

tp= TD•(0.0712 + 2.855/(M2 – 1))

Ext. Inversa

tp= TD•(0.0352 + 5.67/(M2 – 1))

Tp= TD•(0.02434 + 5.64/(M2 – 1))

tp= TD•(0.025 + 6.407/(M2 – 1))

Ecuaciones de la curvas I.E.C.

Tipo de Curva

SEL SIEMENS ABB

Inversa Standard

tp= TD•(0.14/(M0.02 – 1))

tp= TD•(0.14/(M0.02 – 1))

Tp= TD•(0.14/(M0.02-1))

Muy Inversa tp= TD•(13.5/(M – 1))

tp= TD•(13.5/(M – 1))

tp= TD•(13.5/(M-1))

Ext. Inversa tp= TD•(80.0/(M2 – 1))

tp= TD•(80.0/(M2 – 1))

tp= TD•(80.0/(M2-1))

Inversa de Tiempo Largo

tp= TD•(120/(M – 1)) tp= TD•(120/(M – 1)) tp= TD•(120/(M-1))

25

Donde:

tp.- Tiempo de operación de la curva en segundos

TD.- Ajuste de dial o palanca

M.- Múltiplo de Tap (para la operación del tiempo en segundos)

2.4.3 CONEXIONES

El siguiente diagrama muestra la aplicación general de la función de

sobrecorriente.

La figura muestra las conexiones desde los transformadores de corriente hasta el relevador 50/51.

R

e

l

e

v

a

d

o

r

a

b

c

Ia

Ib

Ic

I

R

e

l

e

v

a

d

o

r

a

b

c

Ia

Ib

Ic

I

26

En la siguiente figura se muestra la conexión básica de los equipos de prueba y los relevadores de sobrecorriente. Las terminales de los equipos de prueba y las terminales de los relevadores deben verificarse en el manual de operación de estos equipos.

Equipo monofásico Equipo trifásico

2.4.4 PRUEBAS

Las pruebas funcionales se realizarán de acuerdo a lo establecido en este

procedimiento y a las recomendaciones de prueba del fabricante, considerando los

ajustes definidos para el relevador en forma particular. Durante las pruebas se

deben anotar los resultados en los formatos anexos.

Relevadorbajo prueba

Entradas de corriente

Disparo

Equipo de

Prueba

Relevadorbajo prueba

Ia

Ib

Ic

In

I1

I4

I3

I2

Disparo

Equipo de

Prueba

Relevadorbajo prueba

Entradas de corriente

Disparo

Equipo de

Prueba

Relevadorbajo prueba

Ia

Ib

Ic

In

I1

I4

I3

I2

Disparo

Equipo de

Prueba

27

2.4.4.1 Pruebas a relevadores electromecánicos

Inspección y Limpieza del Relevador de sobrecorriente (50/51)

Inspección Visual de Ajustes en el Relevador:

Realizar una inspección visual o verificación externa del relevador, tomando

en cuenta principalmente el apriete de sus conexiones y en general de

todas sus componentes. Anotar en “Ajustes antes del mantenimiento” en el

formato de pruebas anexo (PCM-51-01), los datos de ajustes encontrados:

Tap, Palanca, curva, Instantáneo y RTC. En los casos que se requieran

cambios en los ajustes de la protección, éstos deberán indicarse en la

sección de “Ajustes después del mantenimiento” y “Comentarios” en el

formato anexo (PCM-51-01).

Terminales de Prueba:

Para realizar las pruebas a las unidades instantánea (50) y de tiempo (51)

se deben identificar las terminales de aplicación de corriente y salidas de

contactos de disparo, de acuerdo a la marca y modelo del relevador.

Limpieza de Relevador:

Limpiar el polvo acumulado en cada una de las partes del relevador, tener

especial cuidado en la limpieza del disco, ya que en caso de tener polvo es

posible que el disco detenga su movimiento ocasionando que no opere la

unidad de tiempo; así mismo se deberá limpiar los contactos de operación,

tener especial cuidado de no utilizar materiales abrasivos. Revisar los sellos

de las tapas ya que con el tiempo no retienen la entrada de polvo, si

procede se deben cambiar estos sellos.

28

Verificación de las Curvas de Operación del Relevador de Sobrecorriente de

Tiempo (51).

Verificación de Pick-up:

Para realizar esta prueba, se debe aplicar un valor de corriente igual al valor del

tap, hasta que se inicie el movimiento del disco de la unidad de sobrecorriente de

tiempo (51). En el caso de no girar el disco correctamente, se debe ajustar el pick-

up con el anillo de ajuste del resorte, insertando un desarmador en las ranuras del

anillo de ajuste del resorte, para aumentar o disminuir la tensión del resorte y de

este modo ajustar el pick-up al valor del tap del relevador. Este valor puede ser

con una tolerancia de ± 5 % del ajuste del TAP (valor de arranque).

Realizar las pruebas de pick-up y anotar los resultados obtenidos en el formato

(PCM-51-01) anexo.

Verificación de las Curvas Tiempo-Corriente:

Aplicar corriente al relevador de 1.5, 2, 3, 5 y 7 veces el valor del tap.

Con estos múltiplos de tap, obtener los valores teóricos de tiempo de acuerdo a la

palanca y curva a probar indicados en el instructivo de los fabricantes del

relevador.

Realizar las pruebas tiempo-corriente, anotar los resultados obtenidos en el

formato (PCM-51-01) anexo. Los tiempos de operación deben estar dentro de una

tolerancia de ± 5%. En el caso que estos tiempos se encuentren fuera de

tolerancia, estos se ajustarán por medio del imán de frenado, y consiste en mover

hacia adentro o hacia fuera, para aumentar o disminuir el frenado del disco de

inducción.

29

Ejemplo de la prueba tiempo-corriente:

Tap = 5 A Múltiplo de tap a verificar = 2 por lo tanto, la corriente de prueba = 5 x 2 = 10 A.

Verificación de Relevador de Sobrecorriente Instantáneo (50)

Para la verificación de este ajuste, se debe aplicar una corriente al relevador en

sus terminales correspondientes a la unidad instantánea, misma que será de

acuerdo a su ajuste. En el caso de no operar con la corriente aplicada, mover el

ajuste del tornillo del núcleo de la unidad instantánea, ya sea sacar o meter el

tornillo, para dejar el ajuste deseado. Para corrientes altas, no es recomendable

mantener la prueba por periodos largos.

Adicionalmente se debe verificar el tiempo de operación. Anotar los resultados

obtenidos en el formato anexo (PCM-51-01).

Verificación de Banderas

Esta prueba se realiza comúnmente después de realizar las pruebas tiempo-corriente; aplique un valor de corriente necesario para cerrar los contactos principales del relevador y posteriormente aplique una corriente de CD en las terminales correspondientes de los contactos de disparo; el valor de esta corriente será de acuerdo al valor de ajuste de tap de la bandera (ejemplo: 0.2 / 2.0 A) disponibles en el relevador, mismos que dependerá de la marca y tipo del relevador bajo prueba. Esta prueba debe realizarse partiendo de un valor menor hasta la operación de la bandera.

30

2.4.4.2 Pruebas a relevadores estáticos Inspección del Relevador de sobrecorriente (50/51)

Inspección Visual de Ajustes en el Relevador: Realizar una inspección visual o verificación externa del relevador, tomando en

cuenta principalmente el apriete de sus conexiones y en general de todos sus

componentes. Anotar en “Ajustes antes del mantenimiento” en el formato de

pruebas anexo (PCM-51-01), los datos de ajustes encontrados: Tap, Palanca,

curva, Instantáneo y RTC. En los casos que se requieran cambios en los ajustes

de la protección, éstos deberán indicarse en la sección de “Ajustes después del

mantenimiento” y “Comentarios” en el formato anexo (PCM-51-01).

Terminales de Prueba: Para realizar las pruebas a las unidades instantánea (50) y de tiempo (51) se

deben identificar las terminales de aplicación de corriente y salidas de contactos

de disparo, de acuerdo a la marca y modelo del relevador.

Verificación de las Curvas de Operación del Relevador de Sobrecorriente de

Tiempo (51)

Verificación de Pick-up:

Para verificar este ajuste, se debe aplicar un valor de corriente igual al valor del

tap, hasta que se encienda el led de indicación de arranque de la unidad de

sobrecorriente de tiempo (51). Esta prueba debe realizarse en cada una de las

unidades de fase y neutro (si tiene entrada independiente de señal de corriente).

Este valor puede ser con una tolerancia de ± 2 % del ajuste del TAP (valor de

arranque).

31

Realizar las pruebas de pick-up y anotar los resultados obtenidos en el formato

(PCM-51-01) anexo.

Verificación de las Curvas Tiempo-Corriente:

Aplicar corriente al relevador de 1.5, 2, 3, 5 y 7 veces el valor del tap.

Con estos múltiplos de tap, obtener los valores teóricos de tiempo de acuerdo a la

palanca y curva a probar indicados en el instructivo de los fabricantes del

relevador.

Realizar las pruebas tiempo-corriente, anotar los resultados obtenidos en el

formato (PCM-51-01) anexo.

Los tiempos de operación deben estar dentro de una tolerancia de ± 5 %.

Ejemplo de la prueba tiempo-corriente:

Tap = 5 A

Múltiplo de tap a verificar = 2

por lo tanto, la corriente de prueba = 5 x 2 = 10 A.

Verificación de Relevador de Sobrecorriente Instantáneo (50)

Para la verificación de este ajuste, se debe aplicar una corriente al relevador en

sus terminales correspondientes, misma que será de acuerdo a su ajuste; esta

prueba debe realizarse para cada una de las unidades instantáneas de fase y

neutro en caso de ser un relevador trifásico. Para corrientes altas, no es

recomendable mantenerla por periodos largos.

32

Adicionalmente se debe verificar el tiempo de operación. Anotar los resultados

obtenidos en el formato anexo (PCM-51-01).

2.4.4.3 Pruebas a relevadores microprocesados

Con base en el instructivo del fabricante se debe determinar el valor de inyección

de corriente, ya que en algunas marcas de relevadores no es en forma directa;

para este tipo de relevadores su valor de tap es determinado por el producto del

valor de ajuste del relevador por la corriente nominal; comúnmente la corriente

nominal es 5 A.

Inspección del Relevador de sobrecorriente (50/51)

Inspección Visual de Ajustes en el Relevador:

Realizar una inspección visual o verificación externa del relevador, tomando en cuenta principalmente el apriete de sus conexiones externas. Anotar en el formato anexo (PCM-51-01), los datos de “Ajustes antes del mantenimiento”: Tap, Palanca, curva, Instantáneo y RTC. En los casos que se requieran cambios en los ajustes de la protección, éstos deberán indicarse en la sección de “Ajustes después del mantenimiento” y “Comentarios” en el formato anexo (PCM-51-01). Terminales de Prueba: Para realizar las pruebas a las unidades instantánea (50) y de tiempo (51) se

deben identificar las terminales de aplicación de corriente y salidas de contactos

de disparo, de acuerdo a la marca y modelo del relevador.

Verificación de las Curvas de Operación del Relevador de Sobrecorriente de

Tiempo (51)

Verificación de Pick-up: Para verificar este ajuste, se debe aplicar un valor de corriente igual al valor del

tap, hasta que se encienda el led de indicación de arranque de la unidad de

sobrecorriente de tiempo (51). Esta prueba debe realizarse en cada una de las

unidades de fase y neutro (si tiene entrada independiente de señal de corriente).

33

Este valor puede ser con una tolerancia de ± 2 % del

ajuste del TAP (valor de arranque).

Realizar las pruebas de pick-up y anotar los resultados obtenidos en el formato

(PCM-51-01) anexo.

a) Verificación de las Curvas Tiempo-Corriente:

Aplicar corriente al relevador de 1.5, 2, 3, 5 y 7 veces el valor del tap.

Con estos múltiplos de tap, obtener los valores teóricos de tiempo de acuerdo a la

palanca y curva a probar indicados en el instructivo de los fabricantes del

relevador.

Realizar las pruebas tiempo-corriente, anotar los resultados obtenidos en el

formato (PCM-51-01) anexo.

Los tiempos de operación deben estar dentro de una tolerancia de ± 5 %.

Ejemplo de la prueba tiempo-corriente:

Tap = 5 A

Múltiplo de tap a verificar = 2

por lo tanto, la corriente de prueba = 5 x 2 = 10 A

Verificación de Relevador de Sobrecorriente Instantáneo (50)

Para la verificación de este ajuste, se debe aplicar una corriente al relevador en

sus terminales correspondientes, misma que será de acuerdo a su ajuste; esta

prueba debe realizarse para cada una de las unidades instantáneas de fase y

neutro en caso de ser un relevador trifásico. Para corrientes altas, no es

recomendable mantenerla por periodos largos.

34

Adicionalmente se debe verificar el tiempo de operación. Anotar los resultados

obtenidos en el formato anexo (PCM-51-01).

Verificación de autodiagnóstico y elementos de supervisión:

a) Verificar la función de autodiagnóstico, la cual debe ser capaz de detectar el correcto funcionamiento de todos sus circuitos electrónicos indicado por contactos de salida y/o leds, y pueden ser de la forma siguiente:

Revisión de contactos de alarma de falla interna del relevador, misma que en condiciones normales debe estar abierto.

Revisión de “leds” de falla “Fail” Revisión de mensajes en el Display

b) Verificar la indicación visual en la parte frontal para: disparo fase A, disparo fase B, disparo fase C, disparo por unidad residual, disparo por unidad instantánea. Verificar la reposición manual de estas indicaciones.

c) Verificar la operación de los contactos para las alarmas locales y remotas.

d) Verificar la operación de los indicadores que muestren los arranques de la protección, el estado de entradas digitales, de salidas auxiliares y salidas de disparo.

e) El elemento de disparo generalmente se conecta a través de un relevador electromecánico de alta velocidad. Verificar que el relevador se encuentre en buenas condiciones de operación. En algunos esquemas de control, el contacto de salida de disparo activa directamente a la bobina de disparo del interruptor, mida la impedancia de este contacto la cual debe ser cercano a valores de cero ohms.

f) Para los relevadores que incluyan la función de medición, se verifica los parámetros medidos en base a lo especificado por el fabricante.

g) Verificar que el módulo de comunicación opere para la recuperación local o remota de datos y programación del relevador.

35

Registro oscilográfico de fallas

Si el relevador cuenta con funciones de registro de oscilografía, verificar la

magnitud de corrientes, tensiones y tiempo de operación del relevador, de acuerdo

a los valores de prueba que se aplicaron al relevador.

Registros de eventos

Si el relevador cuenta con funciones de registros de eventos, verificar que la

secuencia de eventos, sea congruente con las simulaciones realizadas en las

pruebas funcionales.

Verificación del Localizador de Fallas

Los relevadores que cuenten con localizador de fallas, se deberá verificar su

operación, para lo cual se realizará una simulación de falla a través de algún

programa de corto circuito con los parámetros de la línea o circuito de distribución,

generando una falla en un punto específico, donde muestre los niveles de

corrientes y tensiones que serán aplicados mediante el equipo de prueba,

verificando con ello el buen funcionamiento del localizador de fallas.

Verificación del Software para comunicación, explotación y programación

Verificar que se pueda establecer una correcta comunicación entre el esquema de

protección y una computadora, para realizar las siguientes operaciones:

36

programación de ajustes, obtención de registros, obtención de eventos,

operaciones de disparo y mediciones, etc. El relevador no debe bloquearse

cuando se está en comunicación con él.

inyección de corriente a esquema

a) Verificación de ajustes finales y cableado en general:

Realizar inyección de corriente en el lado primario de los TC´s con valor inferior al

pick-up de la protección, tomar la medición en el lado secundario y comprobar que

la relación de transformación es la correcta. En el caso de tener relevador

microprocesado, verificar la medición en su display y/o a través del software.

Realizar esta prueba para cada una de las fases.

b) Verificación del circuito de disparo y recierre:

Aumentar la inyección de corriente primaria con un valor superior al pick-up y

mantener la corriente hasta su disparo; en caso que se desee probar el recierre,

mantener la inyección de corriente para poder verificar su secuencia completa.

Esta prueba se debe realizar en conjunto con el interruptor de potencia cerrado y

las cuchillas asociadas abiertas.

2.4.5 Evaluación de la confiabilidad y diagnóstico del estado del relevador.

a) Dependiendo de los resultados de las pruebas de todas las funciones que intervienen en la lógica de operación del relevador, se deberá evaluar la confiabilidad del mismo, así como también se deberá diagnosticar su estado (conforme o no conforme) en el formato de prueba y anotar sólo si se considera necesario, comentarios generales de: ajustes, resultados de pruebas, consideraciones, anomalías y diagnóstico de la confiabilidad del relevador .

37

b) Entregar los formatos de pruebas (PCM-51-01) y lista de verificación al jefe de oficina de protecciones para su revisión.

c) Si el relevador bajo prueba se encuentra dañado o fuera de los rangos de

tolerancias de operación establecidos dentro de este procedimiento, se procederá a llenar formato de “Reporte de Falla de Relevadores de Protección” y se enviará a las instancias correspondientes para realizar el análisis de falla y tomar las acciones preventivas y/o correctivas correspondientes.

2.5 Alimentadores (interruptores)

Un interruptor de potencia debe ser sometido a pruebas de diferente naturaleza,

con el objeto de verificar el correcto estado de sus componentes. Así entonces, es

necesario probar sus aislamientos, su mecanismo de operación, sus cámaras

interruptivas, sus contactos y algunos accesorios como las resistencias de pre-

inserción en los interruptores de GVA y los capacitores en los del tipo multi-

cámara de PVA.

Antes de describir las pruebas correspondientes a los aislamientos, y con el objeto

de poder tener una mejor comprensión sobre las capacitancias y resistencias que

influyen o intervienen en las diferentes pruebas mencionadas en este capítulo; se

muestran a continuación dos diagramas con circuitos dieléctricos simplificados. El

primero de ellos, corresponde al circuito establecido entre una boquilla energizada

y tierra, con el interruptor en posición de ABIERTO, tal como se muestra en la

figura 2.5.

En el segundo, puede identificarse el circuito equivalente entre las distintas partes

Energizadas (boquillas, conductores internos, contactos) y tierra, cuando el

interruptor se encuentra en posición de CERRADO, como puede observarse en la

figura 2.5.1.

38

fig.

2.5

diagrama simplificado del circuito dieléctrico entre una boquilla

energizada y tierra, con el interruptor abierto

BOQUILLA ENERGIZADA

CB = AISLAMIENTO DE BOQUILLAS

CI = AISLADORES DEL BUS EXTERNO (DEBE DESCONECTARSE)

C0 = ACEITE ENTRE LA BOQUILLA CONDUCTORA Y TIERRA

RCG = MONTAJE DE LA GUIA CRUZADA (COMO OPUESTA A “V” O CAJA

GUIA-VER RG)

RCA = MONTAJE DE CONTACTOS

RCR = GRADIENTE DE LA RESISTENCIA DEL MONTAJE DE CONTACTOS O

RESISTENCIA DE LA

PINTURA

COC = ACEITE ENTRE EL MONTAJE DE CONTACTOS Y TIERRA

COG = ACEITE ENTRE LA BOQUILLA CONDUCTORA Y LA GUIA DE LA

BARRA DE ELEVACION

(EXCEPTO PARA GUIA DE CRUZADAS, RCG)

RG = GUIA DE LA BARRA DE ELEVACION (EXCEPTO PARA GUIAS

CRUZADAS, RCG)

39

CG = CAPACITANCIA DISTRIBUIDA ENTRE LA GUIA DE A BARRA DE

ELEVACION Y TIERRA

COL = ACEITE ENTRE LA BOQUILLA CONDUCTORA Y LA BARRA DE

ELEVACION

RL = BARRA DE ELEVACION

CL = CAPACITANCIA DISTRIBUIDA ENTRE LA BARRA DE ELEVACION Y

TIERRA

COT = ACEITE ENTRE LA BOQUILLA CONDUCTORA Y LA CUBIERTA DEL

TANQUE

RT = CUBIERTA (O FORRO) DEL TANQUE.

fig.2.5.2 diagrama simplificado del circuito dieléctrico entre las boquillas

energizadas, los conductores internos, contactos y tierra con el interruptor cerrado

CONDUCTORES ENERGIZADOS

C´B = LAS DOS BOQUILLAS

C´1 = AISLAMIENTO DEL BUS EXTERNO (DEBE DESCONECTARSE)

C´0 = ACEITE ENTRE CONDUCTORES ENERGIZADOS Y TIERRA

R´CA = MONTAJES DE LOS CONTACTOS CONECTADOS A LAS DOS

BOQUILLAS

C´OC = ACEITE ENTRE LOS DOS MONTAJES DE CONTACTOS Y TIERRA

C´OG = ACEITE ENTRE CONDUCTORES ENERGIZADOS Y LA GUIA DE LA

BARRA DE ELEVACIÓN

R´G = GUIA DE LA BARRA DE ELEVACIÓN

40

C´G = CAPACITANCIA DISTRIBUIDA ENTRE LA GUÍA DE A BARRA DE

ELEVACIÓN Y TIERRA

R´L = BARRA DE ELEVACIÓN

C´OT = ACEITE ENTRE CONDUCTORES ENERGIZADOS Y LA CUBIERTA (O

FORRO) DEL TANQUE

R´T = CUBIERTA (O FORRO) DEL TANQUE

C´A = AISLADORES SOPORTE DE LOS CONTACTOS AUXILIARES

2.5.1 Resistencia de aislamiento.

Las pruebas de resistencia de aislamiento en interruptores de potencia son

importantes, para conocer las condiciones de sus aislamientos. En los

interruptores de gran volumen de aceite se tienen elementos aislantes de

materiales higroscópicos, como son el aceite, la barra de operación y algunos

otros que intervienen en el soporte de las cámaras de arqueo; también la

carbonización del aceite causada por las operaciones del interruptor y la extinción

del arco eléctrico.

Estos ocasionan contaminación de estos elementos, y por consiguiente una

reducción en la resistencia del aislamiento. La prueba de resistencia de

aislamiento se aplica a otros tipos de interruptores, como los de pequeño volumen

de aceite, de vacío y SF6 en los que normalmente se usa porcelana como

aislamiento.

2.5.2 Recomendaciones para realizar la prueba.

a) Considerar lo establecido en el punto 2.3.1. sobre las recomendaciones

generalespara realizar pruebas.

b) Limpiar perfectamente la porcelana de las boquillas, quitando polvo, humedad o

agentes contaminantes.

c) Conecte al tanque o estructura la terminal de tierra del medidor.

d) Efectuar la prueba cuando la humedad relativa sea menor de 75%.

e) Evitar que los rayos solares incidan directamente en la carátula del equipo de

prueba a fin de evitar afectación de lecturas y daños al equipo de prueba.

41

2.5.3 Conexiones para realizar la prueba.

fig. 2.5.3 interruptores de gran volumen de aceite prueba de resistencia de aislamiento utilizar formato de prueba se-04-01

42

fig.2.5.4 interruptores de bajo volumen de aceite, sf6 y circuit switcher prueba de resistencia de aislamiento utilizar formato de prueba se-04-02

43

fig. 2.5.5 interruptores de vacío prueba de resistencia de aislamiento utilizar

formato de prueba se-04-03

44

2.5.4 Interpretación de resultados para la evaluación del aislamiento.

Las lecturas de resistencia de aislamiento en interruptores, por lo general son altas

sin tener, absorción ni polarización, por estar constituido su aislamiento, en mayor

parte por porcelana; una lectura baja es indicación de deterioro del mismo.

a) En interruptores de gran volumen de aceite los valores mínimos de aislamiento

deben ser de 10,000 MΩ a temperatura ambiente.

Si este es inferior, efectuar pruebas dieléctricas al aceite aislante. Si los valores de

prueba del aceite aislante resultan inferiores a los recomendados, se deberá

reacondicionar o reemplazar el mismo. Si persisten los valores bajos de

resistencia de aislamiento, efectuar una inspección interna al interruptor para

investigar, efectuando pruebas individuales a cada uno de los componentes con el

fin de determinar el causante del bajo valor de resistencia del aislamiento.

Las causas pueden ser contaminación de los aislamientos internos como la barra

elevadora, el cartón aislante y cámaras de interrupción o altas perdidas

dieléctricas en las boquillas, que pueden ser determinadas con las pruebas de

factor de potencia.

a) En Interruptores en bajo volumen de aceite, un bajo valor de aislamiento, puede

ser originado por contaminación del aceite aislante, altas pérdidas dieléctricas en

los aislamientos soportes o aislamiento de las cámaras de interrupción.

b) En los interruptores en vacío y SF6, el aislamiento está formado por las

boquillas y aislamientos soportes, los bajos valores de aislamiento se deben a

deterioro de alguno de ellos. Los resultados de estas pruebas a equipos con

medio de extinción en SF6 no determinan el estado del gas, para conocer la

condición de este es necesario realizar las pruebas indicadas.

Para interruptores monopolares, como es el caso de los puntos b) y c) incluyendo

los Circuit Switchers, los valores de resistencia de aislamiento deben ser

superiores a los 100,000 MΩ si los componentes aislantes están en buenas

condiciones; para casos de valores bajos de aislamiento, se requieren pruebas de

factor de potencia para complementar el análisis de las condiciones del

aislamiento.

45

2.5.4.1 Factor de potencia del aislamiento.

Al efectuar las pruebas de Factor de Potencia, intervienen las boquillas, y los otros

Materiales que forman parte del aislamiento (aceite aislante, gas SF6, vacío, etc.).

Al efectuar la prueba de Factor de Potencia el método consiste en aplicar el

potencial de prueba a cada una de las terminales del interruptor.

Las pérdidas dieléctricas de los aislamientos no son las mismas estando el

interruptor abierto que cerrado, porque intervienen diferentes aislamientos.

Con el interruptor cerrado intervienen dependiendo del tipo de interruptor, las

pérdidas en boquillas y de otros aislamientos auxiliares. Con el interruptor abierto

intervienen también dependiendo del tipo de interruptor, las pérdidas en boquillas

y del aceite aislante.

Interpretación de resultados para la evaluación del aislamiento.

Para la interpretación de resultados de factor de potencia en los interruptores de

gran volumen de aceite, se recomienda analizar y comparar las pérdidas

dieléctricas que resulten de las pruebas con interruptor en posición de abierto y

cerrado. La diferencia de las pérdidas obtenidas en la prueba con el interruptor

cerrado menos la suma de las pérdidas de la misma fase con interruptor abierto,

se utilizan para analizar las condiciones del aislamiento (se le denomina índices de

pérdidas del tanque).

I.P.T. = (pérdidas con interruptor cerrado)-(suma de pérdidas con interruptor

abierto).

I.P.T. = Índice de Pérdidas de Tanque.

guia para el análisis del valor obtenido en el índice de pérdidas del

tanque:

Condición normal

-10 mw a + 7.5 mw 2500 volts

-0.10 w a + 0.05 w 10000 volts

46

Condición anormal no peligrosa

entre -10 mw y -15 mw 2500 volts

entre -0.10 w y -0.20 w 10000 volts

Se recomienda realizar pruebas con mayor frecuencia al conjunto de la barra guía

de elevación, contactos y parte superior de la barra de elevación.

Condición anormal peligrosa

mayor a -15 mw 2500 volts

mayor a -0.20 w 10000 volts

Se recomienda investigar el conjunto de la barra guía de elevación, contactos y

parte superior de la barra de elevación.

Condición anormal no peligrosa

entre +7.5 mw y +15 mw 2500 volts

entre +0.05 W y +0.10 W 10000 Volts

Se recomienda realizar pruebas con mayor frecuencia a la barra de elevación, al

aceite, al aislamiento del tanque y al brazo aislado de soporte de contactos.

47

3. desarrollo

El relevador (72010) que protege el lado de alta tensión del transformador se

coordina con el relevador (42010) que protege el lado de baja tensión y este a su

vez se coordina con los relevadores que protegen los interruptores de circuito

(4010, 4020,..etc.), estos deben cumplir con los tiempos de coordinación que

indica que debe existir un margen mínimo en tiempo de coordinación de 0.3 a 0.4

segundos entre las curvas características de Tiempo-Corriente.

ESQUEMA DE PROTECCIÓN 51F/51NT EN ALTA TENSIÓN MAA-72010

CALCULO DE AJUSTES DEL RELEVADOR DE FASE 51F

Para calcular la protección de fase se requiere conocer el valor de la corriente

nominal del transformador en 115 KV.

Capacidad del transformador T1 = 18/24 / 30 MVA.

Relación = 115 / 13.8 KV = 8.51

Conexión. Delta - Estrella Aterrizada

La In del transformador se calcula en base a la capacidad MAA:

.36.901153

)1000)(18(Amp

XIn

KVX

xMVAIn

3

)1000(

48

Los relevadores de fase deberán ajustarse a un TAP que permita llevar el 200%

de la corriente nominal.

(200%)(In) = 2 x 90.36 Amp. = 180.72 Amp.

-Selección de la RTC

Para la selección de la RTC se deben cumplir las siguientes condiciones:

1.- Se requiere que a corriente máxima de falla la corriente secundaria no sea

mayor a 20 veces la corriente nominal (100 Amperes.)

2.- A corriente máxima de carga, la corriente secundaria no sea mayor de 5

Amperes.

Probamos la primera condición

100max3

queMenorRTC

Icc

5/1001/10036.90

9117RTC

Seleccionamos la RTC = 160/5 = 40/1

Probamos la segunda condición

Isec máx. = I máx. Carga / RTC

.1295.1160

72.180maxsec AmpI

Como el valor de la corriente calculada no es mayor que 5 Amp. y cumple con las

condiciones 1 y 2 la RTC seleccionada es de 200/5

49

-Selección del TAP.

TAP = corriente de arranque (pick up)

TAP = Icarga max / RTC = .1295.1160

72.180Amp

Si se selecciona este valor de TAP la protección en el lado de alta tensión del

transformador estará muy limitada debido a que al obtener los MVA con los que

opera el relevador con este valor se encuentra que son:

KVRTCTAPMVA 1153

99.3511531601295.1 KVMVA

Por lo tanto se escoge un valor mayor ya que se prevé que el transformador

MAA-T1 soporte por lo menos la mitad de la carga del otro transformador en un

caso de emergencia o por mantenimiento.

Se escoge entonces un TAP de 1.13 debido a que cumple con la consideración

anterior

KVRTCTAPMVA 1153

36115316013.1 KVMVA

Se utiliza un relevador marca ABB tipo DPU2000R (instalado en la subestación)

.Se propone el uso de una curva inversa

50

-Selección de la palanca.

Para la selección de la palanca se utiliza el múltiplo de TAP (MT) como se va a

coordinar en el lado de 13.8 KV se refieren los valores a este lado

MT = )(

3 8.13

RTTRTCTAP

máxIcc KV

MT = 34.5)97.716013.1(

7700

La siguiente formula se obtiene del manual del relevador marca ABB tipo

DPU2000R

9

514nB

CM

ATIMETRIP

P

Donde M es el múltiplo de TAP, “n” es la palanca y TRIP TIME es el tiempo de

operación.

Las constantes para la curva inversa son las siguientes:

A = 0.0086

B = 0.0185

C = 1

P = 0.02

M = 4.48

n = ¿?

51

Para un tiempo de operación del relevador de 1.1 segundos se obtiene una

palanca “n”de:

9

5140185.0

148.4

0086.01.1

02.0

n

9

5140185.0

10304.1

0086.01.1

n

9

5140185.0

0304.0

0086.01.1

n

9

5045.12126.4

9

5143009.01.1

nn

2126.4

5045.19.9 n

2126.4

4048.11n

7.2n

El relevador operara para falla máxima en 1.106 seg.

52

RELEVADOR DPU-2000R: MAA 72010 PROTECCIÓN

51F

TAP: 1.3 PAL: 4.5 RTC: 160 CURVA: ANSI VI

M.T. I (Amp) Tiempo (seg)

1.1 1402.89855 16.63478009

2 2550.72464 2.332392888

3 3826.08696 1.49087375

4.48 5713.62319 1.106196005

6 7652.17391 0.934374926

8 10202.8986 0.812356931

10 12753.6232 0.738711795

15 19130.4348 0.635961691

20 25507.2464 0.579930856

Estos valores de corriente en amperes y tiempo en segundos se graficaran en

conjunto con las demás curvas de los dispositivos de protección en una hoja de

coordinación

53

CALCULO DEL AJUSTE DEL RELEVADOR DE FASE

A TIERRA 51NT

Para este caso la protección es 51 NT MAA- T1

Se utiliza una RTC: 1200/5, esto con el fin de proteger al T.C. en caso de falla

-Selección del TAP

Por experiencia del personal del Departamento de Protecciones se puede decir

que el TAP del relevador de neutro puede ser entre el 10 y el 70% del valor del

TAP del revelador de fase.

Para este caso, considerando un desbalance de carga alto, se considera un 30%

de la I pickup del revelador de fase.

I pick up fase = 4 x 40 = 160

I pick up neutro = 160 x 0.3 = 48

Es necesario considerar que la protección 51F-72010 esta en el lado de 115 KV y

que la protección 51NT esta conectada en el lado de 13.8 KV en el neutro de la

estrella del transformador, por lo que habrá que referir esta corriente al lado de

13.8 KV.

Relación = 115/13.8 = 8.51

Entonces esta corriente referida al Bus de 13.8 KV es de:

48 x 8.51 = 408.48 Amp.

220

48.408

RTC

ajusteITAP

85.1TAP

54

-Selección de la palanca.

La palanca se determina calculando el M.T. para el valor de falla máxima en el

bus de 13.8 KV, con un tiempo de despeje de la falla no mayor a un segundo.

RTCxTAP

FmaxIccMT

22085.1

71.6124

MT

MT = 15.9497

Se propone el uso de una curva Muy Inversa del manual del relevador marca ABB

tipo DPU2000R se obtiene la siguiente formula:

9

514nB

CM

ATIMETRIP

P

Donde M es el múltiplo de TAP, “n” es la palanca y TRIP TIME es el tiempo de

operación

Las constantes para la curva Muy Inversa son las siguientes:

A = 2.855

B = 0.0712

C = 1

P = 2.0

M = 15.94

n = ¿?

55

Para un tiempo de operación del relevador de 1 segundo se obtiene una palanca

“n” de:

9

5140712.0

194.15

855.21.1

2

n

9

5140712.0

1395.254

855.21.1

n

9

5140712.0

395.253

855.21.1

n

9

412334.015453.1

9

514082466.01.1

nn

15453.1

412334.9.9 n

15453.1

312404.10n

93.8n

Obteniendo como resultado para un Múltiplo de TAP de 15.94 y para que opere en

un tiempo de 1.1 seg. una palanca aproximada de 8.93, el relevador opera para

falla máxima en 1.09992 segundos.

56

RELEVADOR DPU-2000R: MAA 72010 PROTECCIÓN 51NT

TAP: 2.4 PAL: 9 RTC: 240 CURVA: ANSI VI

M.T. I (Ampere) Tiempo (segegundos)

1.1 422.4 182.2495445

2 768 13.64049526

3 1152 5.708617944

4 1536 3.487692296

6 2304 2.037291873

8 3072 1.553825065

10 3840 1.334067425

15.94 6120.96 1.099928056

20 7680 1.044912636

ESQUEMA DE PROTECCIÓN 51F/N EN BAJA TENSIÓN MAA-42010

CALCULO DE AJUSTES DEL RELEVADOR DE FASE 51F

Para calcular la protección de fase se requiere conocer el valor de la corriente

nominal del transformador en 13.8 KV.

Capacidad del transformador T1 = 18 /24 / 30 MVA.

Relación = 115 / 13.8 KV =8.51

57

La In del transformador se calcula en base a la capacidad MAA:

.06.7538.133

)1000)(18(Amp

XIn

Los relevadores de fase deberán ajustarse a un TAP que permita llevar el 200%

de la corriente nominal.

(200%)(In) = 2 x 753.06 Amp. = 1506. Amp.

-Selección de la RTC

Para la selección de la RTC se deben cumplir las siguientes condiciones:

1.- Se requiere que a corriente máxima de falla la corriente secundaria no sea

mayor a 20 veces la corriente nominal (100 Amperes.)

2.- Se requiere que a corriente máxima de carga, la corriente secundaria no sea

mayor de 5 Amperes.

Probamos la primera condición

100max3

queMenorRTC

Icc

5/3851/77100

7700RTC

Seleccionamos la RTC = 400/5 = 80/1

KVX

xMVAIn

3

)1000(

58

Probamos la segunda condición

Isec máx. = I máx. Carga / RTC

. 82 . 18

80

. 1506 max sec Amp I

Como el valor de la corriente calculada es mayor que 5 Amp. seleccionamos el

valor de RTC con el cual la Isec max no sea mayor a 5 Amp.

.77.3400

1506maxsec AmpI

Por lo tanto la RTC seleccionada es de 2000/5 ó 400/1

-Selección del TAP.

TAP = corriente de arranque o pick up

TAP = Icarga max / RTC = .77.3400

1506Amp

Si se selecciona este valor de TAP la protección en el lado de baja tensión del

transformador estará muy limitada debido a que al obtener los MVA con los que

opera el relevador con este valor se encuentra que son:

KVRTCTAPMVA 8.133

04.368.13340077.3 KVMVA

Por lo tanto se escoge un valor mayor ya que se prevé que el transformador

MAA-T1 soporte por lo menos la mitad de la carga del otro transformador en un

caso

59

de emergencia o por mantenimiento de otra manera el relevador operaria

constantemente.

Se escoge entonces un TAP de 4 debido a que cumple con la consideración

anterior

KVRTCTAPMVA 8.133

24.388.1334004 KVMVA

Se utilizará un relevador marca SEL tipo 351 .Se propone el uso de una curva

moderadamente inversa

-Selección de la palanca.

Para la selección de la palanca se utiliza el múltiplo de TAP (MT)

MT = )(

3máx 8.13

RTCTAP

Icc KV

MT = 10.5)40077.3(

7700

La siguiente formula se obtiene del manual del relevador marca SEL tipo 351

1

0104.00226.0

02.0MTDTIMETRIP

60

Donde M es el múltiplo de TAP, TD es la palanca y TRIP TIME es el tiempo de

operación

Para un tiempo de operación del relevador de .6 segundo se obtiene una palanca

de:

110.5

0104.00226.07.0

02.0TD

0331215.0

0104.00226.07.0 TD

313995441.0226.07.0 TD

3365954441.0

7.0TD

2TD .94

Obteniendo como resultado para un Múltiplo de TAP de 4.76 y para que opere en

un tiempo de 0.7 seg una palanca aproximada de 2, el relevador opera para falla

máxima en 0.701 seg. Con este valor se tiene el rango de coordinación entre

relevador-relevador de fase, en este caso DPU 2000R y SEL 351. Este rango de

coordinación es de 0.3 a 0.4

Para este caso se tiene un rango de coordinación de:

1.106 - 0.70141 = 0.4045 seg.

61

RELEVADOR SEL-351: MAA 42010 PROTECCIÓN 51F

TAP: 3.77 PAL: 2.94 RTC: 400 CURVA: ANSI VI

M.T. I (Amp) Tiempo (seg)

1.1 1320 10.94654434

2 2400 1.535226872

3 3600 0.981486881

4.76 5712 0.70141493

6 7200 0.615297165

8 9600 0.535006366

10 12000 0.486546081

15 18000 0.418934022

20 24000 0.382064375

CALCULO DEL AJUSTE DEL RELEVADOR DE FASE A TIERRA 51N

Para ese caso la protección es 51 N MAA-T1

Se utiliza la misma RTC que se obtuvo para la protección 51 42010 es decir una

RTC: 12000/5

62

-Selección del TAP

Por experiencia del personal del departamento de protecciones se puede decir

que el TAP del relevador de neutro puede ser entre el 10 y el 70% del valor del

TAP del revelador de fase.

Para este caso, considerando un desbalance de carga alto, se considera un 30%

de la I pickup del revelador de fase.

I pick up fase = 5 x 400 = 2000

I pick up neutro = 2000 x 0.3 = 600

5.1TAP

-Selección de la palanca.

La palanca se determina calculando el M.T. para el valor de falla máxima en el bus

de 13.8 KV, con un tiempo de despeje de la falla de .6 segundos.

RTCxTAP

FmaxIccMT

4005.1

71.6124

MT

400

600 max

RTC I

TAP

63

MT = 17.01

Se propone el uso de una curva Muy Inversa del manual del relevador SEL 351

se obtiene la siguiente formula:

1

88.30963.0

2MTDTIMETRIP

Donde M es el múltiplo de TAP, TD es la palanca y TRIP TIME es el tiempo de

operación

Para un tiempo de operación del relevador de .6 segundo se obtiene una palanca

de:

101.17

88.30963.07.0

2TD

44.288

88.30963.07.0 TD

013451.0.0963.07.0 TD

10975.0

7.0TD

38.6TD

Obteniendo como resultado para un Múltiplo de TAP de 17.01 y para que opere en

un tiempo de 0.7 seg una palanca aproximada de 6.38, el relevador opera para

falla máxima en 0.70024 seg. Con este valor se tiene el rango de coordinación

entre relevador-relevador de neutro, en este caso DPU 2000R y SEL 351. Este

rango de coordinación es de 0.3 a 0.4

Para este caso se tiene un rango de coordinación de:

64

1.0999 -.70024 = 0.39966 seg.

RELEVADOR SEL-351: MAA 42010 PROTECCIÓN 51N

TAP : 1.13 PAL : 6.36 RTC : 400 CURVA : ANSIVI

M.T. I (Amp) Tiempo (seg)

1.1 396 118.4924892

2 720 8.865860667

3 1080 3.708694

4 1440 2.264687333

6 2160 1.321662571

8 2880 1.007320984

12 4320 0.787501692

17.01 6123.6 0.700245396

25 9000 0.654064513

65

4. Resultados y conclusiones

Cálculos de los ajustes

LT73990

Equipo Impedancia secuencia (+)

Impedancia secuencia (-)

Distancia de la linea

MAA-SAB

R1 X1 R0 X0

0.016665

0.060308

0.049825

0.190903

16.587

74.553

PRIMARIO SECUNDARIO PRIMARIO SECUNDARIO

TC: 800 5 TP: 115000 115

RTC: 160 RTP : 100

ajustes kv mva z i

115 100 132.25 502.23

66

En ohms primarios

Ajustes de fase para curvas

ZONA 1

ZONA 2

impedancia secuencia (+)

impedancia secuencia (0)

impedancia secuencia (+)

impedancia secuencia (0)

EQUIPO R1 X1 R0 X0 MAGNITUD ANGULO MAGNITUD ANGULO

MAA-SAB

2.203903206 7.975768683 6.589337286 25.24694308 8.274664671 74.5532005 26.0926714 75.37237309

MAA-SAB 80 %

impedancia secuencia (+) impedancia secuencia (0) impedancia secuencia (+) impedancia secuencia (0)

R1 X1 R0 X0 MAGNITUD ANGULO MAGNITUD ANGULO

1.763122565 6.380614946 5.27147 20.19755 6.61973 74.553 20.87414 75.372

0.28210 1.02090 0.84344 3.23161 1.05916 74.553 3.33986 75.372

0.01333 0.04825 0.03986 0.15272 0.05005 74.553 0.15784 75.372

MAA-SAB 100 %

impedancia secuencia (+) impedancia secuencia (-) impedancia secuencia (+) impedancia secuencia (-)

67

ZONA 3

ZONA 4

Ajustes de neutro para curva cuadrilateral

R1 X1 R0 X0 MAGNITUD ANGULO MAGNITUD ANGULO

2.33113 8.74229 7.13341 27.57110 9.04775 75.069 28.47896 75.494

0.37298 1.39877 1.14135 4.41138 1.44764 75.069 4.55663 75.494

0.01763 0.06610 0.05394 0.20848 0.06841 75.069 0.21534 75.494

MAA-SAB 100 %

impedancia secuencia (+) impedancia secuencia (-) impedancia secuencia (+) impedancia secuencia (-)

R1 X1 R0 X0 MAGNITUD ANGULO MAGNITUD ANGULO

2.20390 7.97577 6.58934 25.24694 8.27466 74.553 26.09267 75.372

0.35262 1.27612 1.05429 4.03951 1.32395 74.553 4.17483 75.372

0.01666 0.06031 0.04982 0.19090 0.06257 74.553 0.19730 75.372

MAA-SAB 100 %

impedancia secuencia (+) impedancia secuencia (-) impedancia secuencia (+) impedancia secuencia (-)

R1 X1 R0 X0 MAGNITUD ANGULO MAGNITUD ANGULO

5.30173 31.99025 27.96305 91.05349 32.42660 80.590 95.25056 72.928

0.84828 5.11844 4.47409 14.56856 5.18826 80.590 15.24009 72.928

0.04009 0.24189 0.21144 0.68850 0.24519 80.590 0.72023 72.928

REESTRICCION

RESISTENCIA ZONA 1 40 REACTANCIA ZONA 1 6.3806 6.2690 FALSO

RESISTENCIA ZONA 2 60 REACTANCIA ZONA 2 8.7423 6.8632 FALSO

RESISTENCIA ZONA 3 35 REACTANCIA ZONA 3 7.9758 4.3883 VERDADERO

RESISTENCIA ZONA 4 100 REACTANCIA ZONA 4 31.9903 3.1260 VERDADERO

polar rectangular

magnitud angulo real imaginario

k0 0.71782 1.200 0.71767 0.01503 p.u.

68

Resumen de los ajustes de las zonas

Resumen

zona 1

Resumen de

zona 2

Resumen

zona 3

Resumen

zona 4

impedancia secuencia (+) impedancia secuencia (+)

R1 X1 MAGNITUD ANGULO

40 6.3806 40.5057 9.06 PRIMARIOS

6.4 1.0209 6.4809 9.06 SECUNDARIOS

0.30246 0.04825 0.30628 9.06 P.U.

impedancia secuencia (+) impedancia secuencia (+)

R1 X1 MAGNITUD ANGULO

60 8.7423 60.6336 8.290 PRIMARIOS

9.6 1.3988 9.7014 8.290 SECUNDARIOS

0.4537 0.0661 0.4585 8.290 P.U.

impedancia secuencia (+) impedancia secuencia (+)

R1 X1 MAGNITUD ANGULO

35 7.9758 35.8973 12.837 PRIMARIOS

5.6 1.2761 5.7436 12.837 SECUNDARIOS

0.2647 0.0603 0.2714 12.837 P.U.

impedancia secuencia (+) impedancia secuencia (+)

R1 X1 MAGNITUD ANGULO

100 31.9903 104.9923 17.740 PRIMARIOS

16 5.1184 16.7988 17.740 SECUNDARIOS

0.7561 0.2419 0.7939 17.740 P.U.

69

RESUMEN DE AJUSTES

FASES(OHMS SECUNDARIOS)

MAGNITUD ANGULO

Z1 1.059 74.553

Z2 1.448 75.069

Z3 1.324 74.553

Z4 5.188 80.590

TIERRA(OHMS SECUNDARIOS)

MAGNITUD

ANGULO

RESISTIVO

REACTIVO

zo/z1

zo/z1 ang

Z1 6.40 1.02 3.1533 -0.8192

Z2 9.60 1.40 3.1476 -0.4246

Z3 5.60 1.28 3.1533 -0.8192

Z4 16.00 5.12 2.9374 7.6620

COMPENSACION K0

MAG

ANG

K0

0.718

1.200

70

5. bibliografias Lewis Blackburn, “Protective Relaying Principles and Applications”, 2a edición, Ed. Marcel Dekker, New York, EEUU 1998. Horowitz Stanley H., Arun G. Pahdke, “Power System Relaying”, Research Studies Press LTD, England 1992, Y.G Paithankar, “Transmission Network Protection Theory and Practice”, Marcel Dekker, Inc. Anderson Paul M. “Power System Protection”, IEEE Press series on Power Engineering, 1999. Jeff Roberts and Armando Guzmán, “Directional Element Desing and Evaluation”, Schweitzer Engineering Laboratories, Inc. Pullman, WA USA David Sebastián Baltazar, “Coordinación, Ajuste y Simulación de Protecciones de Distancia en Sistemas de Transmisión”, Tesis para obtener el grado de maestría enciencias, SEPI-ESIME-IPN, Septiembre 1993 García Antonio Leticia, “Modelado y Aplicación de Relevadores Digitales (Distancia ySobrecorriente) utilizando el Algoritmo de Mínimos Errores Cuadrados”, Tesis deMaestría, SEPI- ESIME- IPN, Ciudad de México Enero 2008. NOM-008-SCFI-2002: Sistema General de Unidades de Medida.

CFE G0000-81: Características Técnicas para Relevadores de Protección.

CFE NRF-041: Esquemas normalizados de Protecciones para Líneas de Transmisión.

CFE G0000-62: Esquemas normalizados de Protecciones para Transformadores de Potencia.

Manuales de operación del Relevador.

Manuales de operación de los equipos de prueba.

71

ANEXO A

Diagrama unifilar de matumatza LINEA DE 115KV

72

LINEA DE 13.8 KV

73

ANEXO A

Coordinaciones de fases de MAA

74

ANEXO B

Coordinaciones de neutro de MAA